CC BY
38
УДК 621.315.615
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ МАСЛА ГИДРОКРЕКИНГА И МАСЛА ЭЛЕКТРОДУГОВОЙ ОЧИСТКИ
P.E. Липантьев, В.П. Тутубалина
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8923-2865, dozor_energo@mail.ru
Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия
Резюме. В электрическом поле напряженности 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м изучены эксплуатационные свойства масла гидрокрекинга ГК и масла электродуговой очистки ЭМ; приведены физико-химические характеристики исследуемых масел, изучен их углеводородный состав. Исследования показали, что трансформаторное масло ГК менее устойчиво в электрическом поле, интенсивнее стареет и быстрее теряет свои эксплуатационные свойства по сравнению с маслом ЭМ.
Ключевые слова: трансформатор, масло, изоляция, кислотное число, тангенс угла диэлектрических потерь, напряженность электрического поля.
COMPARATIVE EVALUATION OF THE PERFORMANCE PROPERTIES OF OIL HYDROCRACKING AND OIL ELECTRIC-ARC CLEANING
RE. Lipantyev, V.P. Tutubalina
ORCID: http.V/orcid.org/0000-0002-8923-2865, dozor_energo@mail.ru
Kazan state power engineering university, Kazan, Russia
Abstract In an electric field of intensity of 3,7 MV/m and 4,5 MV/m of the studied performance properties of oil hydrocracking GK and oil arc cleaning EM; the physico-chemical characteristics of the oils studied for their hydrocarbon composition. Studies have shown that the transformer oil of HA is less stable in the electric field, is aging more intensively and loses its operational properties faster than the EM oil.
Keywords: transformer oil, insulation, acid number, tangent of dielectric loss angle, the electric field strength.
Введение. В трансформаторах напряжения 110 кВ и выше применяются герметичные маслонаполненные вводы с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа. Надежная и долговечная работа герметичных маслонаполненных вводов силовых трансформаторов зависит от устойчивости трансформаторного масла в электрическом поле высокой напряженности, степени и характера взаимодействия изоляционного масла с конструкционными металлами высоковольтного оборудования [1^-4].
Целью настоящей работы явилось исследование эксплуатационных характеристик стандартного трансформаторного масла гидрокрекинга (ГК) и масляной фракции, полученной из нефти арланского месторождения.
Результаты исследований других авторов, в данном направлении, можно найти в литературных источниках [2; 4].
Основные результаты работы. Как известно для заполнения вводов трансформаторов и пропитки бумажно-масляной изоляции в настоящее время используется
масло гидрокрекинга марки ГК (ТУ 38.101.1025-85), которое характеризуется высокой стабильностью в электрическом поле [1; 3].
Для проведения сравнительного анализа эксплуатационных характеристик масла ГК была использована масляная фракция, полученная из арланской нефти, с содержанием общей серы в количестве 2,1%, которая была обессерена в электродуговом реакторе до оптимальной концентрации, равной 0,5%. Обозначим полученную масляную фракцию, как масло ЭМ. Конструкция электродугового реактора описана в литературе [5]. Согласно литературным данным [6; 7] содержание общей серы, равное 0,5%, оказывает ингибирующий эффект на естественные процессы старения масла, увеличивая его стабильность в аппаратуре высокого напряжения.
Сравнительная характеристика физико-химических свойств и углеводородного состава масел ГК и ЭМ приведена в таблицах 1. и 2.
Таблица 1
Характеристика физико-химических свойств масел ГК и ЭМ
Показатель Масло Метод определения
ГК ЭМ
Тангенс угла диэлектрических потерь, % 0,48 0,40 ГОСТ 6581-75
Кислотное число, мг КОН/г 0,04 0,02 ГОСТ 982-80
Пробивное напряжение, КВ 80,0 90,0 ГОСТ 6581-75
Массовое влагосодержание, г/тн 10,0 7,0 ГОСТ 7822-75
Масса летучих кислот, мг КОН/г 0,015 0,012 ГОСТ 982-80
Массовая доля общей серы, % 0,05 0,01 ГОСТ 19121-73
Углеводородный состав исследуемых масел определен методом ИК- спектроскопии. Полученные данные указывают на то, что масла ГК и ЭМ, в основном, представлены парафиновыми и нафтеновыми углеводородами. Как видно из таблицы 2. содержание ароматических углеводородов в масле ГК составляло 6,3%, а в масле ЭМ - 8,1%.
Углеводородный состав масел ГК и ЭМ
Таблица 2
Углеводороды Масло
ГК ЭМ
Парафиновые, % 55,4 54,1
Нафтеновые, % 38,3 37,8
Моноароматические, % 3,2 6,1
Биароматические, % 2,5 1,8
Триароматические, % 0,6 0,2
Отношение Сн/Сп 0,691 0,699
Для определения состава ароматических углеводородов был использован метод спектрофотометрического анализа, который проведен на спектрофотометре марки СФ-4. Полученные спектры поглощения в области длин волн 322-326 ммк указывают на наличие в маслах ГК и ЭМ бициклических углеводородов. Поглощение в области длин волн 378382 ммк свидетельствует о присутствии в исследуемых маслах трициклических углеводородов.
Наиболее устойчивыми соединениями к окислению в присутствии кислорода воздуха являются моноциклические ароматические углеводороды. Бициклические ароматические углеводороды обладают меньшей стабильностью к окислению по сравнению с моноциклическими ароматическими углеводородами. Трициклические углеводороды
окисляются интенсивно с поглощением большого количества кислорода и выделением значительного количества твердого осадка [7].
В соответствии с данными таблицы 2. в масле ЭМ содержится в 1,9 раза больше моноароматических углеводородов и в три раза меньше трициклических ароматических углеводородов. Таким образом, углеводороды масла ЭМ должны быть более устойчивыми к окислению в электрическом поле. В связи с этим для сравнительной оценки характеристик исследуемых масел были изучены физико-химические и эксплуатационные характеристики. Исследовано старение масел ГК и ЭМ с бумажной изоляцией в электрическом поле напряженностью Е! = 3,7 МВ/м и Е2 = 4,5 МВ/м в течение 1000 часов при температуре равной 90°С. Полученные экспериментальные данные приведены в таблице 3. Напряженность электрического поля, равная 3,7 МВ/м выбрана исходя из соответствия расчетно-допустимой напряженности на слое бумажно-масляной изоляции толщиной 1 мм, и принята для вводов с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа [8; 9].
Таблица 3
Физико-химические характеристики масел ГК и ЭМ до и после старения в электрическом поле
Масло Напряженность поля, МВ/м при 90 °С, % Физико-химические характеристики масел
Масса летучих кислот, мгКОН/г Пробивное напряжение, кВ Кислотное число, мгКОН/г Концентрация воды, г/т Концентрация водорода в образовавшихся газах, %
до пребывания в электрическом поле
ГК 3,7 0,047 0,009 80,0 0,003 7,0 отсутствует
4,5 0,039 0,008 78,8 0,0028 6,0 отсутствует
ЭМ 3,7 0,036 0,008 80,0 0,0027 4,0 отсутствует
4,5 0,029 0,006 79,9 0,0025 3,8 отсутствует
после пребывания в электрическом поле
ГК 3,7 0,062 0,043 54,8 0,015 8,9 0,002
4,5 0,069 0,045 54,2 0,019 9,8 0,069
ЭМ 3,7 0,042 0,021 58,9 0,0109 7,8 отсутствует
4,5 0,048 0,025 59,3 0,010 8,0 0,003
Старение трансформаторных масел изучали с использованием стендовой установки, описанной в литературе [7; 10]. Тангенс угла диэлектрических потерь и величину пробивного напряжения находили по ГОСТ 6581-75. Общую стабильность трансформаторных масел в электрическом поле при повышенных рабочих температурах оценивали по ГОСТ 982-80.
Количество растворенных газов в исследуемых маслах определяли с использованием хроматографического метода анализа на хроматографе марки Кристаллюкс-4000М с детектором по теплопроводности, обеспечивающим чувствительность 1500 МВ см3/мг.
Из таблицы 3. следует, что масло ЭМ, прошедшее электродуговую очистку, по всем исследованным показателям превосходит трансформаторное масло ГК. Диэлектрические потери после пребывания в электродуговом поле у масла ЭМ на 43,8-47,6% ниже, чем у
масла ГК. Масса летучих кислот масла ЭМ в 1,8-2,0 меньше, чем у масла ГК. При этом содержание воды в масле ГК соответственно в 1,14-1,2 раза больше, чем в масле ЭМ. Таким образом, сравнительный анализ приведенных в таблице 3. экспериментальных данных показал, что масло ЭМ характеризуется более высокими электрическими и эксплуатационными свойствами по сравнению с маслом ГК.
Следующая серия опытов была поставлена с целью исследования влияния температуры масла, напряженности электрического поля на изменение величины диэлектрических потерь и количества образовавшихся кислых соединений в масле, являющихся продуктами окислительного превращения его углеводородов под воздействием электрического поля и повышенных рабочих температур.
Экспериментальные данные приведены на рис. 1. и 2. На рис. 1. показана зависимость тангенса угла диэлектрических потерь масел ГК и ЭМ в температурном интервале 70-110°С.
■Ряд1 -Ряд2 РядЗ -Ряд4
Температура, °С
Рис. 1. Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь в масле от температуры и напряженности
электрического поля
1,2- масло ЭМ при напряженности электрического поля 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м; 3, 4 - масло ГК при напряженности электрического поля 3,7 МВ/м и 4,6 МВ/м
Полученные результаты, приведенные на рис. 1., показывают, что масло ЭМ после старения в электрическом поле напряженностью 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м в температурном интервале 70-110°С, характеризуется меньшими значениями тангенса угла диэлектрических потерь в диапазоне проведенных исследований по сравнению с маслом ГК.
В соответствии с рис. 1. характер изменения кривых при напряженности электрического поля 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м, в температурном интервале 70-110 °С одинаков и подчиняется одним и тем же кинетическим законам. Это указывает, что старение масел ЭМ и ГК происходит в принципе одинаково, но с различными скоростями окисления их углеводородов в зависимости от напряженности электрического поля и углеводородного состава масел.
На рис. 2. показана зависимость величины кислотного числа масел ГК и ЭМ в температурном интервале 70-110 °С при напряженности электрического поля 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м.
-Ряд!
-Ряд2
РядЗ
-Ряд4
Температура, °С
Рис. 2. Зависимость кислотного числа масла от температуры 1 - кислотное число масла ЭМ при напряженности электрического поля 3,7 МВ/м; 2 - кислотное число масла ЭМ при напряженности электрического поля 4,5 МВ/м; 3 - кислотное число масла ГК при напряженности электрического поля 3,7 МВ/м; 4 - кислотное число масла ГК при напряженности
электрического поля 4,5 МВ/м
Из рис. 2. видно, что показатель кислотного числа масла ЭМ характеризуется более низкими абсолютными значениями по сравнению с маслом ГК. Изменение значения кислотного числа масел ЭМ и ГК происходит по одинаковым кинетическим законам, о чем свидетельствуют полученные графические зависимости (рис. 2.). Это указывает на то, что образование кислых продуктов в маслах в температурном интервале 70-110°С происходит одинаково, но ускоряется с повышением напряженности электрического поля и определяется углеводородным составом масел ЭМ и ГК.
Обсуждение результатов работы. Таким образом, проведенные исследования рассматриваемых масел ГК и ЭМ в электрическом поле напряженностью 4,5 МВ/м показали, что концентрация водорода в масле ГК в 23 раза больше, чем в масле ЭМ. Пробивное напряжение масел ГК и ЭМ после пребывания их в электрическом поле напряженностью 4,5 МВ/м снижается соответственно на 45,4% и 34,7% (таблица 2.).
Проведенные исследования показали, что трансформаторное масло ГК менее устойчиво в электрическом поле, интенсивнее стареет и быстрее теряет свои эксплуатационные свойства по сравнению с маслом ЭМ. При этом затраты, связанные с электродуговой обработкой масляной фракции увеличат ее стоимость не более чем на 2 % [5], что в совокупности с ожидаемым экономическим эффектом от использования такого масла (до 10%), уменьшит расходы, связанные с эксплуатацией высоковольтного оборудования.
Выводы:
1. Масло ЭМ по сравнению с широко используемым в теплоэнергетике маслом ГК обладает более высокой устойчивостью в электрическом поле напряженностью 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м.
2. Найдено, что масло ЭМ в проведенных условиях испытания обладает повышенной стабильностью к окислению в электрическом поле высокой напряженности в температурном интервале 70-110°С по сравнению с маслом ГК.
3. Установлено, что в электрическом поле напряженностью 4,5МВ/м масло ГК выделяет в 23 раза больше водорода по сравнению с маслом ЭМ.
4. На термостабильность масел в электрическом поле высокой напряженности 3,7 МВ/м и 4,5 МВ/м в температурном интервале 70-110°С большое влияние оказывает их углеводородный состав.
5. Учитывая повышенную стабильность масла ЭМ в электрическом поле высокой напряженности 4,5 МВ/м в температурном интервале 70-110°С можно рекомендовать его для использования в современном трансформаторном оборудовании высших классов напряжения в качестве теплоотводящей и изолирующей среды, а также для заполнения вводов с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа.
Литература
1. Мамиканян Л.Г. О повреждаемости герметических вводов трансформаторов // Энергетик. 1998. №2. С. 31-32.
2. Валеев И.М., Козлов В.К., Лопухова Т.В., Зимняков С.А. Диагностика в эксплуатационном трансформаторном оборудовании. Казань: КГЭУ, 2008. 232 с.
3. Аксенов Б.А. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов // Электрические станции. 2000. №8. С. 62-70.
4. Вилданов P.P., Гайнуллина Л.Р., Тутубалина В.П. Влияние некоторых факторов на эксплуатационные свойства трансформаторного масла // Проблемы энергетики. Известия Вузов. 2005. №1-2. С. 82-87.
5. Патент РФ №107152 МПК C10G15/08 Устройство для подготовки высокосернистых мазутов к сжиганию // Липантьев Р.Е., Тутубалина В.П. №2011112556. 10.08.2011.
6. ГОСТ 10693 - 81 Вводы конденсаторные герметичные на номинальное напряжение 110 кВ и выше. Общие технические условия.
7. Вилданов P.P., Тутубалина В.П. Интенсификация работы ТЭЦ путем повышения эффективности использования маслохозяйства. Монография. КГЭУ-2007. 115 с.
8. Лебедев В.Д., Яблоков А.А. Исследование динамических процессов в измерительных трансформаторах тока и напряжения // Вестник ИГЭУ. 2013. Вып.6. С. 30-34.
9. ЛипштейнР.А., ШахновичМ.И. Трансформаторное масло. М.: Энергоиздат, 1983. 296 с.
10. Вилданов P.P., Тутубалина В.П. Влияние гидродинамического режима на растворимость воздуха в трансформаторном масле в присутствии и отсутствии сернистых соединений // Вестник ИГЭУ. 2012. Вып. 4. С. 27-31.
References
1. Mamikanyan E.G. On the damageability of hermetic bushings of transformers // Energetik. 1998. No. 2. P. 31-32.
2. Valeev I.M., Kozlov V.K., Eopukhova T.V., Zimnyakov S.A. Diagnostics in operational transformer equipment. Kazan: KGEU, 2008. 232 p.
3. Aksenov B.A. Systems of continuous monitoring of the state of large power transformers. // Electric stations. 2000. No. 8. P. 62-70.
4. Vildanov R.R., Gaynullina E.R, Tutubalina V.P. Influence of some factors on the operational properties of transformer oil // Problems of energy. Proceedings of Higher Educational Institutions. - 2005. No. 1-2. P. 82-87.
5. The patent of the Russian Federation №107152 МПК C10G15 / 08 The device for the preparation of high-sulfur fuel oil for combustion // Eipantiev R.E., Tutubalina V.P. No. 2011112556. 10/08/2011.
6. GOST 10693 - 81 Condensing watertight entries for rated voltage 110 kV and higher. General specifications.
7. Vildanov R.R., Tutubalina V.P. Intensification of the CHP operation by increasing the efficiency of using oil facilities. Monograph. KGEU-2007. 115 p.
8. Lebedev V.D., Yablokov А.А. Investigation of dynamic processes in current and voltage measuring transformers // Bulletin of ISEU. 2013. Issue 6. P. 30-34.
9. Lipshtein R.A., Shakhnovich M.I. Transformer oil. Moscow: Energoizdat, 1983. 296 p.
10. Vildanov R.R., Tutubalina V.P. Influence of the hydrodynamic regime on air solubility in transformer oil in the presence and absence of sulfur compounds // Vestnik IEEU. 2012. Issue. 4. P. 27-31.
Авторы публикации
Липантьев Роман Евгеньевич - канд. техн. наук, преподаватель кафедры Инженерная экология и рациональное природопользование Казанского государственного энергетического университета. Тутубалина Валерия Павловна - доктор техн. наук, профессор, главный научный сотрудник Казанского государственного энергетического университета.
Authors of the publication
Roman E. Lipantyev - cand. sci (tech.), lecturer of the Department of Engineering Ecology and Rational Nature Management of the Kazan State Energy University.
Valeria P. Tutubalina - doctor of technical sciences. Sci., Professor, Chief Researcher of the Kazan State Energy University.
Дата поступления 15.02.2017.
